image
energas.ru

Газовая промышленность № 12 2017

Добыча газа и газового конденсата

01.12.2017 11:00 ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА УГЛЕВОДОРОДОВ С5+в В ДОБЫВАЕМОЙ ПЛАСТОВОЙ СМЕСИ ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В соответствии с нормативной документацией на проектирование разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в основе прогноза добычи конденсата газового стабильного (пентаны плюс вышекипящие углеводороды – С5+в) лежат промыслово-лабораторные исследования на газоконденсатность. В промысловые исследования входят определение технологических параметров, замеры количества добываемого сырья и отборы поверхностных проб. Лабораторные исследования включают изучение компонентного состава и физико-химических свойств углеводородных смесей. Важнейшим параметром, характеризующим степень извлечения конденсата, является потенциальное содержание углеводородов С5+в в газовой фазе пластовой смеси и его динамика в процессе падения пластового давления, которая определяется либо на основании термодинамических исследований фазового состояния (исследования пластовых флюидов на установке высокого давления), либо расчетным способом с использованием уравнений состояния реального газа. Данные по динамике свойств пластовых флюидов пластового газа необходимо учитывать при прогнозе объемов добычи конденсата. Однако в реальных условиях разработки месторождений добыча конденсата определяется не только фазовыми переходами при снижении пластового давления, но и множеством других факторов, связанных как с особенностями пластовой системы (в частности, с наличием остаточной нефтенасыщенности или нефтяной оторочки), так и с подготовкой добываемой продукции на промысле. В статье представлен перечень факторов, влияющих на газоконденсатные характеристики и учет углеводородов С5+в в добываемой смеси основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Даны рекомендации, позволяющие оперативно и достаточно представительно определять состав и свойства извлекаемого сырья как для текущего и перспективного планирования добычи, выработки целевых продуктов, так и для списания запасов.
Ключевые слова: ОРЕНБУРГСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ОСНОВНАЯ ЗАЛЕЖЬ, ДОБЫВАЕМАЯ ПЛАСТОВАЯ СМЕСЬ, ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, ПОТЕНЦИАЛЬНОЕ СОДЕРЖАНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ ГРУППЫ ПЕНТАНОВ И ВЫШЕКИПЯЩИХ, ВЛИЯЮЩИЙ ФАКТОР, ИССЛЕДОВАНИЕ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОСТЬ.
Открыть PDF


Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) является уникальным по запасам и компонентному составу природного газа. Переработка сырья ОНГКМ на газоперерабатывающем и гелиевом заводах позволяет производить такие продукты, как товарный газ, стабильный конденсат, серу, газ сжиженный, одоранты, гелий, этан и др.

Основой сырьевой базы Оренбургского газохимического комплекса даже с учетом высокой степени выработки запасов остается основная газоконденсатная залежь ОНГКМ.

Состав и свойства добываемой пластовой смеси, а соответственно, и качество сырья, подаваемого на переработку, претерпевают изменения в процессе эксплуатации месторождения.

При проектировании разработки газоконденсатного месторождения для прогноза добычи конденсата важно знать газоконденсатные характеристики (ГКХ), в числе которых – совокупность параметров, характеризующих состав, свойства и фазовое поведение (PVT-свойства) углеводородов (УВ) пластовых флюидов месторождения [1].

Из всех компонентов добываемого пластового газа в процессе разработки месторождения наиболее существенно меняется содержание конденсата, представляющего собой УВ С5+в, и неуглеводородных компонентов (смол, асфальтенов, серосодержащих соединений и т. д.).

Как правило, динамика PVT-свойств пластовой смеси исследуется экспериментально на установке высокого давления, где определяются коэффициенты извлечения конденсата, изменения потенциального содержания углеводородов С5+в (ПС5+в) в газовой фазе и другие параметры.

Для гидродинамического моделирования процессов разработки газоконденсатных месторождений результаты PVT-экспериментов с учетом промыслово-лабораторных исследований пластовой системы воспроизводятся в цифровой термодинамической модели, создаваемой с использованием уравнений состояния реального газа.

По основной залежи ОНГКМ конечный коэффициент извлечения конденсата был сначала утвержден на основании экспериментальных данных (74 % от начальных геологических запасов), а затем уточнен (утвержден вместе с динамикой ПС5+в) на основании истории разработки и расчетов парожидкостных равновесий (62,3 %) [2]. Однако эксперименты и расчеты, на основании которых судят об изменении ГКХ, учитывают лишь изменения фазового состояния газоконденсатных смесей, в частности образование ретроградного конденсата в пласте со снижением пластового давления.

По результатам анализа процессов разработки газоконденсатных залежей выявлено, что содержание УВ С5+в в добываемой пластовой смеси зависит не только от фазовых преобразований за счет изменения термобарических параметров в пласте, но и от множества других факторов, влияющих на качество продукции, поступающей на переработку.

Эти факторы можно условно разделить на две следующие группы.

1.png 

1. Факторы, связанные с пластовой системой месторождения:

  • влияние пластового давления – со снижением давления в пласте происходят ретроградные процессы, заключающиеся в выпадении растворенного в газе конденсата. Поскольку давление в залежах снижается неравномерно, в разных зонах состав газовой фазы пластовой смеси разный даже при одних и тех же начальных условиях;

  • влияние неравномерности разбуривания залежи – в разбуренных зонах пластовый газ в течение непродолжительного времени достигает скважин и выносится на дневную поверхность. В зонах, значительно удаленных от скважин, за счет наличия гидродинамической связи пластовое давление тоже снижается, что способствует образованию ретроградного конденсата в пласте в не-
    разбуренных частях залежи;

  • изменение свойств по разрезу залежи – например, этаж газоносности в куполе основной залежи составляет около 500 м, следовательно, начальные давление, температура и составы пластового газа меняются по разрезу залежи за счет гравитационных процессов;

  • начальный состав пластового газа изменяется по площади ОНГКМ. В основном разница в составе определяется содержанием сероводорода, азота, углекислого газа. Неуглеводородные компоненты влияют на фазовые переходы: давление начала конденсации уменьшается с увеличением содержания сероводорода и углекислого газа и растет с увеличением содержания азота;

  • изменение температуры в околоскважинной зоне пласта – в процессе разработки создается перепад давления в пласте. Происходит адиабатическое расширение газа, что влечет за собой снижение температуры в призабойной зоне (эффект Джоуля – Томсона). При этом увеличивается объем ретроградного конденсата. Исследования скважин последних лет показывают, что значения температуры на забое скважин, вскрывающих даже самые нижние пласты и после длительной остановки, ниже на 3–5 ºС. Максимальный объем ретроградного конденсата в пласте от общего объема пор составляет 1,21 % при температуре 32 ºС и 1,42 % при температуре 25 ºС;

  • влияние остаточной нефтенасыщенности на фазовые переходы в пластовом газе – газонасыщенные коллекторы имеют остаточную нефтенасыщенность, значения которой колеблются от 0
    до более 0,8. С одной стороны, наличие остаточной нефти способствует более интенсивному выпадению конденсата из пластового газа и уменьшению его содержания в добываемом газе.
    С другой – со снижением давления объем ретроградного конденсата в пласте увеличивается, он смешивается с остаточной нефтью, которая при этом становится более легкой, менее вязкой и при определенной насыщенности подвижной. Это способствует образованию двухфазного потока в околоскважинной зоне. При достаточной скорости потока на башмаке фонтанных труб поступающая к скважине УВ-жидкость выносится на поверхность, увеличивая содержание УВ С5+в в добываемой продукции;

  • влияние нефтяной оторочки на состав добываемого газа – основная газоконденсатная залежь ОНГКМ имеет подстилающую нефтяную оторочку. Запасы нефти центральной части залежи признаны непромышленными.
    В западной части значительные запасы нефти сосредоточены в среднекаменноугольных отложениях (нефтяные оторочки I–III геологических объектов). Нефть есть и в Филипповской залежи. При добыче газа образуются обширные депрессионные воронки. Если забой скважины находится вблизи газонефтяного контакта, то нефть нефтяной оторочки при определенной депрессии на пласт начинает фильтроваться и достигать забоя скважины. При достаточно высокой скорости потока нефть вместе с газом выносится на поверхность, искажая прогнозируемую динамику выхода конденсата. Наличие нефти в добываемой продукции газовых скважин подтверждается присутствием асфальтенов, смол и тяжелых фракций в дегазированном конденсате;

  • влияние наличия конденсационной и пластовой воды на выход газового конденсата (УВ С5+в) – наличие свободной минерализованной пластовой воды и практически пресной воды, растворенной в пластовом газе, сказывается на характере фазовых переходов. Практика исследований на газоконденсатность эксплуатационных скважин основной залежи ОНГКМ показывает, что при прорыве воды к скважинам в добываемом пластовом газе фиксируется пониженное содержание УВ С5+в;

  • влияние наличия перетоков газа между продуктивными пластами залежи и между залежами – неопределенность в конденсатные характеристики добываемого сырья вносят перетоки газа по стволу скважины из невскрытых пластов в интервалы вскрытия. Например, при вскрытии эксплуатационной скважиной основной залежи III (или II + III) геологического объекта на забой попадает газ вышележащих пластов этой же залежи или газ Филипповской залежи в западной части месторождения. В вышележащих невскрытых пластах давление выше, соответственно, добываемый газ содержит больше тяжелых УВ, чем отрабатываемые пласты. В таких случаях происходит не только искажение динамики выхода УВ С5+в нижних объектов, но и за счет снижения пластового давления осушается газ пластов, залегающих выше по разрезу месторождения;

  • изменения фильтрационных свойств пласта за счет фазовых переходов и наличия остаточных водо- и нефтенасыщенности – по данным исследований гидродинамических характеристик пород-коллекторов получается неоднозначная, а порой и противоречивая картина изменения их продуктивности. Это связано с тем, что подвижность флюидов зависит от характера насыщения порового пространства, коэффициента абсолютной проницаемости, характеристик смачиваемости коллекторов водой и углеводородами. Выявлено, что подвижность пластового газа резко снижается в присутствии нефти и воды. При вытеснении газа водой, что имеет место на ОНГКМ, газоотдача пласта может прекращаться при остаточной газонасыщенности от 33 до 44 %;

  • влияние вскрытия продуктивных газонасыщенных пластов горизонтальными скважинами на выход конденсата – при анализе результатов исследования скважин основной залежи с горизонтальной составляющей ствола выявлено, что ретроградный конденсат, скапливаясь в открытом горизонтальном стволе скважин, выносится крайне неравномерно. Нестабильная работа горизонтальных скважин по выносу выпавшего конденсата затрудняет оценку текущей ГКХ.

2. Факторы, связанные с подготовкой и транспортом добываемой скважинами пластовой смеси и влияющие на отбор представительных проб газа сепарации и нестабильного конденсата:

  • изменение технологических показателей в ходе разработки залежи – со снижением пластового давления снижаются дебиты газа по скважинам, уменьшается скорость потока, обеспечивающая вынос жидкости – водометанольной смеси (ВМС) и жидких углеводородов (ЖУВ) – с забоя скважин. Давление на устье, с одной стороны, ограничено необходимостью поддерживать оптимальные уровни добычи на скважинах, с другой – давлением входа на дожимные компрессорные станции (ДКС);

  • влияние условий сепарации на состав подготавливаемой продукции – на установке комплексной подготовки газа (УКПГ), где давление на входе в промысловый сепаратор ненамного отличается от давления входа на ДКС-1 и ДКС-2 (текущие давления примерно 1,48 и 1,59 МПа), при подготовке газа практически нет перепада давления и отсутствует дроссель-эффект, а соответственно, осуществляется низкотемпературная сепарация. Температура в сепараторах фактически зависит только от внешних условий: летом она выше, и сепарации пластового газа практически нет (добыча нестабильного конденсата значительно уменьшается), а зимой благодаря низким температурам окружающей среды условия сепарации улучшаются, и выход нестабильного конденсата возрастает. В любое время года углеводороды С5+в распределяются в продукции промысла таким образом, что в газе сепарации они составляют значительно бóльшую часть, чем в нестабильном конденсате. То есть фактически сепарация сводится к механическому разделению продукции скважин, эффективность ее крайне низкая. Поскольку на установки подготовки газа поступает смесь, состав которой постоянно меняется, по фактическим замерам наблюдаются существенные колебания содержания С5+в в газе сепарации, которое может превышать нормируемое значение мольной доли УВ С5+в (0,6 %), указанное в [3];

  • влияние происходящих в пласте процессов, технологических режимов работы скважин и промысла на состав добываемого газа – установить для интегральных ГКХ совокупное влияние различных факторов, имеющих место в залежи, достаточно сложно. Исследования влияния термобарических условий на качество газа сепарации, получаемого на промысловых установках, показали, что не существует четкой взаимосвязи между условиями сепарации и выходом газового конденсата. Колебания составов газа сепарации в большой степени могут быть связаны с процессами, происходящими в системе «пласт – скважина». В настоящее время скважины работают в пульсирующем режиме по выносу жидкости. Не исключено, что для большого числа скважин период недовыноса жидкости с забоя может совпадать (например, при повышенном давлении в системе сбора). Затем бóльшая часть скважин одновременно выбрасывает скопившуюся на забое жидкость, которая попадает в сепаратор и меняет качество газа. Оценить периодичность и количественные характеристики этих выбросов ни практически, ни теоретически невозможно;

  •  влияние проводящихся на промысле мероприятий на состав добываемого сырья – исследования продукции, поступающей с УКПГ-7 в период проведения поршневания и в его отсутствие, показали, что составы и, соответственно, значения потенциального содержания УВ С5+в в добываемой пластовой смеси близки. Это объясняется малыми объемами газа, поступающего с продуктами поршневания, по сравнению с объемами газа, поступающего из скважин зоны УКПГ-7. Поэтому отбор проб в период проведения утилизации нежелателен;

  • влияние условий отбора на представительность проб газа сепарации – летом при высоких температурах окружающего воздуха фазовые переходы в газе сепарации себя не проявляют. Зимой пробы отбираются при температурах ниже температур в точках отбора проб, и возможно появление жидкой УВ-фазы. При отборе проб в зимний период необходимо оборудовать место отбора таким образом, чтобы температура газа в пробоотборном оборудовании была не ниже температуры в точке отбора;

  • влияние различных условий отбора проб газа сепарации и нестабильного конденсата на степень их равновесности – пробы газа сепарации и нестабильного конденсата из-за неравномерности потока и разницы в термобарических условиях отбора могут быть неравновесны друг другу, поэтому необходимо проводить тестирование проб на совместимость по методу Хоффмана –
    Крампа – Хокотта.

В условиях, когда на ГКХ влияет множество факторов, необходимо применять методики и средства исследований, которые позволяют достаточно оперативно и максимально точно определять состав и свойства добываемого сырья как для текущего и перспективного планирования добычи, выработки целевых продуктов, так и для списания запасов по месторождению.

На основной залежи ОНГКМ контроль состава и свойств добываемой пластовой смеси осуществляется:

  • по исследованиям на газоконденсатность эксплуатационных скважин с отборами поверхностных проб через контрольный сепаратор или индивидуальную сепарационную установку «Порта-Тест». Как показывает проведенный анализ, результаты исследования скважин на газоконденсатность (ГКИ) не всегда корректно представляют текущий состав и свойства газовой части пластовой смеси, так как кроме фазовых переходов, связанных с изменением пластового давления, они отражают такие происходящие в пласте процессы, как обводнение продуктивных пластов и скважин, поступление жидкой углеводородной фазы (ранее выпавший ретроградный конденсат + остаточная нефть) в скважину, которые практически невозможно прогнозировать;

  • по масштабным исследованиям (МИ) на газоконденсатность с отборами проб газа сепарации и нестабильного конденсата на промысловых установках, проводящимся в рамках ведения паспортов на качество газа сепарации и нестабильного конденсата. МИ характеризуют добываемую пластовую смесь и учитывают все процессы, происходящие как в пласте, так и при извлечении, транспорте и подготовке сырья: гидродинамические – вынос жидкой фазы из призабойной зоны и из ствола скважины, термодинамические – фазовые переходы в шлейфе и на сепарационных установках. С точки зрения оценки интегральных ГКХ масштабные исследования ближе к фактическим показателям.

Динамика ПС5+в в добываемой пластовой смеси по всем исследованиям на газоконденсатность основной залежи ОНГКМ представлена на рисунке. Видно, что утвержденная Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых зависимость ПС5+в в пластовом газе, определенная на основании расчета фазовых равновесий, лежит ниже корреляционной зависимости, найденной на основании исследований на газоконденсатность по скважинам и масштабным исследованиям.

Проведенный анализ факторов, влияющих на выход углеводородов С5+в, показал, что требуется корректировка динамики PVT-свойств, используемой для проектирования разработки основной залежи ОНГКМ. 




← Назад к списку